Roberto Villeda, Director General de Calpro

El 16 de abril de 2026, el director general de Pemex, Víctor Rodríguez Padilla, reconoció públicamente que el derrame observado como una gran mancha en el Golfo de México el pasado 6 de febrero se originó por una fuga en un oleoducto de 36 pulgadas en la zona de plataformas del activo de producción de Abkatún-Pol-Chuk, en la Sonda de Campeche. La noticia sacudió al país, pero lo más revelador no fue el accidente en sí: fue lo que vino después.

El propio director de Pemex admitió ante los medios: «Algo falló en la cadena de información. Si no, nos hubiéramos inmediatamente dado cuenta de la magnitud, y hubiéramos actuado en consecuencia y este se detectó como un incidente menor, así fue declarado, pero algo falló en los protocolos […]»

Esa frase resume todo el problema. Y, desde la perspectiva de los controles volumétricos, tiene una lectura muy clara: si hubiera existido un sistema robusto de medición y trazabilidad en tiempo real sobre ese ducto, el incidente habría sido imposible de clasificar incorrectamente como “menor”.

Lo que los datos habrían dicho desde el primer momento

Un control volumétrico no es únicamente una herramienta fiscal o anticorrupción. Es, antes que nada, un sistema de balance: absolutamente todo lo que entra a un ducto debe coincidir con lo que sale. Cuando hay una desviación —por pequeña que sea— el sistema la registra, la alerta y la escala.

Las imágenes satelitales mostraron que entre el 6 y el 10 de febrero comenzaron los primeros reportes de manchas pequeñas en una zona cercana a la plataforma Abkatún, y que el vertido se extendió durante días antes de que las autoridades actuaran con la urgencia que el caso demandaba. Sin embargo, internamente, la fuga fue catalogada como un “incidente menor.”

¿Cómo es posible que un oleoducto activo de 36 pulgadas pierda volumen de forma sostenida durante días sin que el sistema interno lo detecte para poder actuar con la urgencia que merecía? La respuesta no está en la negligencia humana solamente, sino en la ausencia de controles automatizados que hagan que la información fluya sin depender de que alguien decida reportarla.

El pasado 20 de abril, durante su conferencia “mañanera”, la presidenta Claudia Sheinbaum lo confirmó al señalar que «el director de Pemex pidió todas las bitácoras y encontró que una serie de trabajadores de Pemex reportaron la salida de petróleo del ducto y que hicieron la reparación, pero que no se hicieron todos los protocolos.» Es decir: alguien sabía, alguien actuó en campo, pero la información no se escaló. Eso es, precisamente, lo que un sistema de control volumétrico bien implementado elimina: la discrecionalidad humana en el reporte de pérdidas.

La opacidad no es un accidente: es un síntoma

Una investigación de Mongabay Latam y Data Crítica de febrero de 2025, reveló que de los 79 meses –seis años y medio– analizados en este estudio, especialistas identificaron manchas de petróleo no naturales en el mar en 74 meses, aunque la autoridad solo tiene registrados derrames en 30 meses; es decir, en 44 de ellos —el 60%— no existen derrames reportados oficialmente. No se trata de un evento aislado. Es un patrón estructural.

Tras más de dos meses de opacidad y confusión, las autoridades finalmente reconocieron su responsabilidad, en un caso que pone en evidencia las fallas de seguridad y comunicación dentro de la petrolera estatal. Lo que inicialmente se intentó minimizar como “gotitas” terminó siendo una de las mayores crisis ambientales costeras de México en años recientes.

De acuerdo con organizaciones ambientalistas, el derrame dejó al menos 630 kilómetros de línea de costa afectada, involucrando a los estados de Veracruz, Tabasco y Tamaulipas.

¿Qué cambia con los controles volumétricos?

La normatividad mexicana ya contempla la obligatoriedad de los controles volumétricos para los permisionarios del sector de hidrocarburos. El Código Fiscal de la Federación, la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y las disposiciones del SAT (Resolución de la Miscelánea Fiscal) establecen que las empresas con actividades de extracción, transporte y almacenamiento deben contar con sistemas certificados de medición que reporten en tiempo real.

El problema es que su implementación efectiva sigue siendo una asignatura pendiente a lo largo de toda la cadena. De acuerdo con el Plan Estratégico 2025-2035  de Pemex, apenas el 15% de los controles volumétricos habían sido implementados –a la fecha de la publicación del Plan–. Es decir, 85% de los puntos de la red –extracción, transporte, almacenamiento, distribución– operan hoy sin medición certificada.

Un control volumétrico implementado correctamente en el oleoducto de Abkatún habría generado, desde los primeros minutos de la fuga, una alerta de desbalance de flujo. No como una anotación en una bitácora que alguien puede o no escalar, sino como un dato objetivo, automatizado y trazable, que habría obligado a actuar. El volumen derramado, el momento exacto del inicio de la fuga y la magnitud real del incidente habrían sido conocidos —con certeza— desde el día uno. No meses después.

El costo de no medir

Hasta hoy, no se tiene un estimado del volumen total derramado. Ese solo dato resume la vulnerabilidad del sistema actual: México no sabe cuánto petróleo perdió en uno de los derrames más mediáticos de su historia reciente.

Y la razón es simple: si no existe medición certificada del punto A al punto B —es decir, cuánto volumen entró al oleoducto y cuánto debió salir— es imposible determinar con precisión cuánto se escapó. Solo quedan estimaciones satelitales, cálculos indirectos y versiones contradictorias entre dependencias. El balance volumétrico es la única herramienta que convierte esa incertidumbre en un dato duro.

Pero este no es un problema exclusivo de los derrames. El huachicol tiene exactamente la misma raíz.

Cuando se habla de las pérdidas por robo de combustible en México —uno de los problemas más costosos para Pemex y para el erario—, las cifras que se manejan públicamente son, en el mejor de los casos, aproximaciones. ¿Por qué? Porque sin un control volumétrico preciso a lo largo de la cadena —extracción, transporte, almacenamiento, distribución— es estructuralmente imposible saber cuánto existía antes del robo. No hay punto de referencia confiable contra el cual comparar lo que falta.

El huachicol prospera, en parte, precisamente en esa zona gris: en la brecha entre lo que se dice que había, lo que se reporta que hay y lo que se cree que desapareció (desaparecieron, en este caso). 

En ese sentido, es necesario decir que la falta de controles volumétricos en cualquier punto de la cadena de valor genera una distorsión de información de los volúmenes facturados entre contribuyentes. El Estado ya no puede ser ese contribuyente que, al omitir el cumplimiento de sus obligaciones, genera la distorsión referida, por lo que la autoridad fiscalizadora ya no puede exigir este cumplimiento solo del sector privado. Lo anterior, cuando –como en este caso– cada vez hay más datos del impacto multimillonario que suponen los controles volumétricos para el Estado mexicano.

Un sistema de medición continua, certificada y en tiempo real no solo detecta fugas accidentales, sino que también hace que las pérdidas no contabilizadas sean imposibles de ocultar. Cada litro que entra tiene que coincidir con cada litro que sale, y cualquier diferencia queda registrada, fechada y es auditable.

Dicho de otra forma: el control volumétrico no distingue entre una fuga por corrosión y una toma clandestina. Para el sistema, ambas son pérdidas que deben explicarse. 

Fuentes: La Jornada, El Financiero, Proceso, Mongabay Latam, Verificado.mx, El Universal — Abril 2026